超高温井酸压测试的技术难点及应对措施

前言

F1 井是是中国石化石油化工股份有限公司勘探分公司部署在四川盆地川南低陡构造带榕右向斜万宝潜伏构造的一口预探井，主探震旦系上统灯影组四段。井深 7186.53m，温度梯度偏高，中部层位温度达 221℃，是全亚洲温度最高的试油气井，施工中存在泥浆高温沉淀，埋卡封隔器；高温影响酸液性能，腐蚀油管；超高温使封隔器老化；超高温导致射孔枪失效或提前引爆；硫化氢泄露伤人；流程管汇刺漏等风险。

1 施工技术难点

1.1 封隔器胶皮、工具密封圈易老化失效、卡钻等风险

封隔器是石油勘探开发中的重要井下工具，常用于钻井、注水、卡堵水、分层采油等工艺技术中。而胶筒作为封隔器的核心密封元件，其密封性能直接影响封隔器的密封成效和油气开采效益。如果在超高温条件下，密封系统失效，就会导致测试失败。在地层测试密封系统里的轴密封、孔密封、防尘密封、导向密封，以及固定密封等方面，使用最多的是 O 型密封圈、唇型密封垫等密封件。测试工具中的密封件通常会采用橡胶材质。已有研究表明氢化丁腈橡胶具有很好的耐油性和柔韧性，在高温下具有良好的抗控性能，但一般只在低于 180℃的环境中使用。氟橡胶件可用于 204℃以内的工作环境。但这两种材质均不能满足长期使用在超高温井 220℃以上的工作环境中 。

1.2 超高温射孔枪存在无法引爆射孔弹等风险

深地工程超高温高压易导致射孔器材密封圈老化和密封失效；对于超深井，液柱压力过高，射孔枪承受绝对压力更高，下管柱过程中，压力波动易导致销钉提前剪切。超高温导致射孔炸药接近温度极限，性能急剧下降，出现起爆穿孔性能下降或失效。超高温高压影响测井仪器工作稳定性，测试管柱定位难度增大。井眼小易导致射孔枪遇阻遇卡，且打捞难度增加 。

1.3 超高温泥浆沉淀埋卡封隔器

完井测试施工多采用钻井完井泥浆，泥浆稳定性能不能满足测试长期间高温静止需求，泥浆长时间静置，易沉淀导致封隔器、射孔枪卡埋。地层温度达 180-220℃，对泥浆高温热稳定性影响大，泥浆在高温下极易老化、固化，导致管柱堵塞、工具下不到位。若泥浆性能稳定性差，极易导致压控工具压力传导困难，增加阀件操作难度[3]。

1.4 打水泥塞发生灌香肠、插旗杆风险

由于受到井下温度高的影响，在泵注水泥浆时对添加剂的处理以及水泥浆工程设计都有很大的困难。水泥浆的抗高温性能需要经受住来自井下高温的挑战，同时，对流变性和顶替排量等参数也产生了影响。不仅如此，如果在高温条件下，水泥浆与钻井液接触出现了“ 闪凝” 的现象，那么将导致“ 插旗杆” 、“ 灌香肠” 等严重后果[4]。

1.5 高压下地面安全控制难度大，作业风险高

储层改造时井口压力高，存在井口刺漏风险。放喷时压力高，若含漏失地层的堵漏材料或其他固相物资，存在刺坏油嘴、地面管线的风险。地层流体温度高，返至地面时，地面流程的密封件存在高温老化的风险。高压流体经过油嘴后降压吸热，导致流程冰堵，易发生求产不连续。三级降压管汇台闸门多，通道多，开关复杂。

1.6 酸压对管柱及工具腐蚀大，对酸液性能要求高

川渝地区碳酸盐岩储层埋藏深、地层压力和温度高，导致酸压施工摩阻大、压力高和酸液长时间低排量注入，入井管柱和工具受酸液腐蚀存在断裂风险，需提高酸液性能降低施工管柱风险[5]、[6]。

1.7 放喷排液时含 H2S、残酸，安全环保风险高

排液期间气量小，点火不着，硫化氢不能充分燃烧，导致硫化氢扩散，造成风险。大规模改造，残酸返出量多，排液期间酸雾扩散，存在环保风险。

1.8 井筒不完整性，易造成酸压期间平衡压不稳定

F1 井 2023 年 1 月 12 日 19:30 替完清水，14 日 12:12 循环时∑C:0.046↑ 0.624%，井筒出现烃值异常，截止3 月 12 日正循环找窜 14 次，反循环找窜 12 次，正循环找窜 5 次，根据出现异常井段概率分析，在4146.23-4270.97m、4899.40-5015.43m 出现频率较高。二开套管鞋（4285.00m)距离高压油气层（4250.00m）距离近，可能二开悬挂套管固井未能封住上部高压油气层，三开尾管 3895.56-5499.8m 井段固井质量差，根据声幅测井显示，该段无水泥环且套管为单层套管，综上分析可能在三开回接筒（3883.43-5499.8m)之间存在套管丝扣密封不严等原因，出现微小渗漏，造成井窜。井筒窜气，易造成酸压期间平衡压不稳定。

2 应对措施

2.1 优化密封件并进行超高温实验

2.1.1 研发新型耐高温橡胶材料

研发新型耐高温橡胶材料，提高封隔器胶筒及测试工具密封件耐高温能力，并在室内完成相关实验后才可入井。测试封隔器，实验环境：模拟井下高温 220-230℃，加压 22-25t 封隔器坐封，对封隔器胶筒上端、下端加压至 105MPa 检测胶筒密封性能，上端保压 94h，下端保压 63h；实验结果 CHAMPⅤ封隔器胶筒在温度 220℃-230℃、压力 104.8MPa 密封完好，卡瓦、摩擦块、水力锚完好，整体测试结果为合格。

2.1.2 改进测试工具结构

改进测试工具结构提升测试工具耐压性能以满足超高压、作业需求。测试工具采用全氟醚密封圈并进行 O型密封圈高温高压试验，保持温度在 220-230℃范围内，累计控温时间 120 小时，在该时间内分别对 O 型密封圈进行了 75MPa 压力 8 小时、95MPa 压力 18 小时、105MPa 压力 16 小时的高低压激荡试验，整个试验过程中，O 型密封圈密封良好，无刺漏、渗漏现象。试验证明，该类型 O 型密封圈，能在温度 220℃～230℃，压力 90MPa～105MPa 条件下工作稳定。

2.2 选用超高温超高压射孔枪串

一是校核液柱实际压力值，优选耐压枪身；二是优配射孔枪销钉剪切值，防止提前引爆；三是根据地层温度，优选耐高温射孔器材；四是细化射孔作业操作流程，形成针对超高温高压射孔操作规范；五是继续开展耐高温高压射孔器材研发，F1 井为保证施工成功，先后引进了国内外多家超高温射孔器材，进行了 4 个阶段、19次射孔器材性能试验，保障了射孔一次成功。

2.3 调整泥浆性能

2.3.1 对钻井完井泥浆进行高温沉降稳定性试验

根据需要添加抗高温材料，提高泥浆性能。同时加强泥浆性能评价和监测，确保泥浆在高温下性能稳定。经调研国内外，目前暂无法做到在 220℃以上泥浆长时间静止不沉淀，F1 井施工前与中石化石油工程技术研究院、西南工程钻井研究院联合技术攻关，历时两个多月调配试验，实现了在 220℃情况下 96h 静止不沉淀的突破。

2.3.2 优化工艺及现场组织

射孔枪、封隔器位置及其上部 500-1000m 采用优质泥浆，确保在解封前泥浆不沉淀，同时缩短井下关井时间、堵漏压井和解封时间，压井后定期循环泥浆。

2.3.3 开展无固相压井液研究

F1 井前期开展了密度 1.32g/cm³、1.52g/cm³无固相高温压井液配方研究，并送至西南石油大学国家重点实验室进行油管腐蚀实验，实验温度 232℃，N2 增压 80MPa，实验周期 168h，实验结果显示油管 BGP110SS 在上述实验条件下均匀腐蚀速率为 0.0147mm/a 和 0.0175mm/a（标准为≤0.076mm/a），满足施工要求。

2.4 选用超高温水泥浆，严控施工运行

水泥性能试验，按照封闭地层的温度和压力培养条件，确定缓凝剂、降失水剂、分散剂等用量，西南固井完成**井水泥浆稠化、抗高温、抗污染等试验，试验温度 210℃，试验压力 99MPa，水泥浆稠化时间 416min，各项性能满足施工要求。

现场施工时针对注灰施工反复斟酌，组织相关技术人员多次对注灰施工设计进行研讨，在施工前针对本井漏失进行了多次反复堵漏，提高了地层承压能力，为注灰施工提供了保障，多次正反循环大排量洗井，确保进出口泥浆密度一致，同时对各施工阶段的泵压、排量、起下管柱速度、双人计量顶替量，施工作业步骤程序进行了事前推演。组织召开技术交底会，交代施工细节，针对施工中可能出现的异常情况，进行了风险分析，并制定了应急处置措施。

2.5 选用超高温采气井口、流程管汇

采用 105MPa、105MPa、105MPaFF-NL 级三级五通道高压控制管汇组，多级节流分级降压，并在管汇首端安装 140MPa 远程液控闸门，可快速安全关断；采用硬质合金油嘴、流程伴注清水，合理调整工作制度防刺蚀；配备锅炉和高压热交换器、气水分离、拌注乙二醇防冰堵；采用 140MPaHH-NL 级、PX 级采气树(-29℃-180℃)，并加装地面喷淋装置，对井口进行降温。

2.6 严控酸液性能

开展低摩阻型 200℃以上胶凝酸、有机酸及加重酸体系研究，优化高温缓蚀剂配方，使酸液具有腐蚀速率低、酸岩反应慢、低弹低摩阻等特点。入井前进行酸液性能针对性评价，丰富各项指标评价方法，为现场施工提供指导方案。**井对胶凝酸进行耐温耐剪切粘度、静态腐蚀速率、动态腐蚀速率等实验，测试结果满足《Q/SH15000030-2022 酸液材料技术规范》要求。建立井筒-储层温度场模型，优化非反应前置液液量为井筒及地层降温，降低高温酸液对管柱的腐蚀及酸岩反应速率。现场严格控制酸压作业时间，长时间无法提高排量，优化泵注参数，适当减少该段施工规模。添加化学助剂及伴注液氮等助排措施，减少返排酸液与管柱接触时间

2.7 试气保障技术

针对放喷排液含 H2S、残酸的措施有：一是采用在线中和除硫技术，通过向流程中注入除硫剂，消除硫化氢；二是采用多种点火方式，包含远程自动点火装置，移动式远程点火装置，以及常规礼花弹、柴油长明火等点火方式；三是采用远程控制喷火装置保证硫化氢充分燃烧；四是与地方政府提前沟通，含硫气井做好 500m 范围内的人员疏散工作；五是与专业环保治理单位签订合同，做好废液的合规处理。

2.8 验证井筒完整性

（1）通过前期静止观察和循环测后效，虽有全烃显示，点火不着，气体并未窜至井口，保证井控安全。

（2）通过两次静止观察 7 天以及后续循环情况，井筒内持续时间与异常井段稳定，主要异常井段可能为3836~5015m，2 个气窜点异常持续时间基本波动不大，井筒内气体上窜速度小于 7.5m/h ，基本满足后续起下钻和倒换井口的井控安全。

（3）第二级井屏障：

①3895.6-5499.8m 段固井质量差，对应地层有龙潭组、茅口组、栖霞组等高压气层，预计该段最高井口关井压力 67MPa 左右（对应气层：栖霞组-茅口组一段），油层套管在纯天然气时允许最高关井压力为 77MPa，油管头、套管头压力级别为 140MPa，能够满足纯天然气时稳定关井要求。

②测试阀（RDS）设定清水打开压力 64.5MPa，套管最高允许清水套压 69MPa，前期井筒清水试压 65.5MPa合格，满足打阀要求，且套管清水条件下循环有气测异常反应，不确定套管在打压过程中会不会导致窜漏加剧导致不具备打阀条件。

（4）根据前期试压和找窜施工情况分析，本井套管具备一定的承压条件，且渗漏导致的环空压力增加值可控，在全井清水试压 65.5MPa 合格，30min 压降 0.2MPa，基本满足在改造打平衡压力和环空加压打测试阀具备实施条件，灯四段满足下联作测试管柱施工条件。

3 现场应用实例

3.1 前期准备

2023 年 2 月 5 日胜利井下试油（气）17 队搬上 F1 井，连接试气地面流程；-3 月 26 日配合钻井队进行了大小套管磨铣、通井、刮管，井筒试压、循环找漏等工作；-4 月 15 日组下油管单根、验油管密封。

2023 年3 月 22 日-3 月 23 日，中石化工程公司西南工区项目管理部协调胜利、西南、中原和江汉四家井下系统专家召开《超深井试油气测试技术研讨暨 YS1 井等重点探井酸压测试方案论证会》，对 F1 井试气方案进行了讨论，3 月 24 日-7 月 5 日完成了对 APR 测试工具、封隔器、酸液、射孔枪的实验。

2023 年 7 月 20 日-10 月 6 日进行室内高温泥浆老化试验，加药品调整井筒内泥浆；-10 月 22 日西南钻井一公司 70142 队寻找试气期间泥浆服务单位；10 月 23 日确定由中石化石油工程技术研究院进行试气期间的泥浆维护。

10 月 24 日-25 日起出井内笔尖管柱。

10 月 26 日-10 月 31 日胜利井下、胜利工程、南方勘探分公司三级开工验收。

10 月 31 日-11 月 11 日对套管坐封位置进行刮管并调整泥浆性能。

3.2 组织施工

F1 井井深 7186.30m，第一层灯影组四段下（7134.00-7168.00m，射厚 28.00m），地层温度 221℃，该井现场施工过程中，井口装置采用 140MPaHH-NL 防硫采气树，地面流程采用 105/105/105MPaFF-NL 级三级降压管汇台，选用耐压 105MPa，耐温 232℃的封隔器及测试工具，在泥浆下先射孔，于 2023 年 12 月 15 日进行酸压测试两联作，酸液总液量 515.6m³(其中:降阻水 70.3m³+降破酸 40.2m³ +胶凝酸 360.0m³+降阻水 45.1m³ )，泵压55.8-96.3MPa，排量 2.0-4.0m³/min，停泵压力 44.8MPa，后采用 6mm、8mm、10mm、油管敞放，连续油管膜制氮气举 4000m 等多种方式排液，累计返排液量 354.7m³，返排率 68.79%，放喷期间无可燃气体显示，未获得气产量，后进行了堵漏压井，解封、注灰施工。首层试气测试，取全取准了各项资料，施工质量达到了试气合同和行业标准的要求，创造了亚洲地区超高温油气井地层测试新纪录，为国内超高温井的勘探开发提供了有力的支持。

4 结论与认识

4.1 实现了超高温泥浆 96h 不沉降，性能得到了提升，为下一步超高温完井测试施工提供了支撑依据；

4.2 超高温测试工具及封隔器的密封性能及抗压性能，可以满足超高温、高压井施工，耐温能力提升至 220℃、耐压能力提升至 105MPa；

4.3 超高温射孔技术实现了突破。为后续勘探开发提供了技术储备；

4.4 形成的超高温高压测试工艺能够有效解决超深层粗储层改造难题，为超深高温井储层改造提供了重要技术支撑，同时形成了超高温高压井作业指导手册。

5 参考文献

【1】李斌,于富盛,郑旭等.高温下橡胶应力松弛行为对封隔器密封性能的影响研究[J].应用力学学报,2020,37(05):2153-2159+2330-2331.

【2】甘孟光.影响油管传输射孔成功因素分析[J].中国石油和化工标准与质量,2014,34(02):183.

【3】刘鹭.水基钻井液抗高温温度保护剂和降失水剂研究[D].西南石油大学,2014.【4 】宋正聪, 李青, 刘毅等. 塔河油田超深井裸眼段打水泥塞事故原因分析及对策[J]. 钻采工艺,2012,35(06):119-120.

【5】张朝举